---
title: "\"Руководящие указания по проектированию хозяйств жидкого топлива газотурбинных и парогазовых установок ТЭС. РД 34.44.102-97\""
number: "РД 34.44.102-97"
issuer: "РАО \"ЕЭС России\""
status: действует
canonical: "https://bukva.ai/docs/ukazanie-ukazaniya-rd-34-44-102-97-rao-ees-rossii-rao-ees-rossii"
---

## "Руководящие указания по проектированию хозяйств жидкого топлива газотурбинных и парогазовых установок ТЭС. РД 34.44.102-97"

# "Руководящие указания по проектированию хозяйств жидкого топлива газотурбинных и парогазовых установок ТЭС. РД 34.44.102-97"

(утв. РАО "ЕЭС России" 25.08.1997)


<div align="right">

<a id="p100001"></a>Утверждены<br>
Департаментом<br>
науки и техники<br>
РАО "ЕЭС России"

</div>

<div align="center">

25 августа 1997 года

</div>


<div align="right">

<a id="p100002"></a>Срок действия:<br>
с 1 января 1998 года

</div>

<div align="center">

до 31 декабря 2002 года

</div>


<a id="p100003"></a>**РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ**

<a id="p100004"></a>**РУКОВОДЯЩИЕ УКАЗАНИЯ**
**ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ ХОЗЯЙСТВ ЖИДКОГО ТОПЛИВА ГАЗОТУРБИННЫХ**
**И ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК ТЭС**

<div align="center">

<a id="p100005"></a>РД 34.44.102-97

</div>


<a id="p100006"></a>Разработано институтом Теплоэлектропроект, ВТИ, АО "Фирма ОРГРЭС", ВНИПИэнергопромом.
<a id="p100007"></a>Исполнители: Л.В. Алаева, В.П. Бушуев, Н.И. Грибова, В.Ф. Марков, В.И. Медведев, Д.С. Никонов, М.А. Плессер, Н.А. Тартаковская, А.Ф. Тычинский, И.Л. Файгенбойм (ТЭП), Э.А. Хайкин (РостовТЭП), Э.М. Кособокова (ВТИ), С.Н. Азбукин (УралВТИ), А.Я. Гольдберг, В.Ф. Крапивин (ВНИПИэнергопром), А.Н. Попов (ОРГРЭС).
<a id="p100008"></a>Утверждено Департаментом науки и техники РАО "ЕЭС России" 25.08.97. Заместитель председателя О.В. Бритвин.


### 1. <a id="p100009"></a>Общие положения


<a id="p100010"></a>1.1. Настоящие Руководящие указания (РУ) определяют основные положения по проектированию хозяйств жидкого топлива для электростанций с газотурбинными и парогазовыми установками (ГТУ и ПГУ) и являются основополагающим документом. Кроме этого, при проектировании следует руководствоваться документами, перечисленными в [Приложении 1](#p100423).
<a id="p100011"></a>1.2. В зависимости от топливного режима электростанции, определяемого заданием на проектирование, жидкое топливо для ГТУ или ПГУ может являться основным, резервным, аварийным или пускоостановочным. В соответствии с этим обстоятельством выполняется проект топливного хозяйства.
<a id="p100012"></a>1.3. В качестве жидкого топлива на ТЭС для ГТУ или ПГУ могут быть использованы легкие, незолообразующие, не требующие специальной подготовки виды топлива (авиационные керосины, топлива для реактивных двигателей и быстроходных дизелей) (далее по тексту - "дизельное"), или тяжелые, золообразующие, требующие специальной подготовки (сырая нефть, мазут, смешанные дистилляты типа нефтяного для газотурбинных установок) (далее по тексту - "газотурбинное").
<a id="p100013"></a>1.4. Физико-химические характеристики топлив и их качество должно соответствовать требованиям ГОСТ 305-82* и ГОСТ 10433-75*.
<a id="p100014"></a>1.5. Требования к подготовке жидкого топлива перед его сжиганием изложены в [разделе 2](#p100016) настоящих РУ.
<a id="p100015"></a>1.6. В РУ приведены основные технические требования, предъявляемые к оборудованию топливных хозяйств, трубопроводам, трубопроводной арматуре, системам контроля, управления, электроснабжения, отопления и вентиляции, мероприятиям, обеспечивающим взрывопожаробезопасность, охрану окружающей среды и др.


### 2. <a id="p100016"></a>Виды жидких топлив, сжигаемых в ГТУ


<a id="p100017"></a>2.1. Требования к качеству жидкого топлива и его параметры перед ГТУ определяются техническими условиями (ТУ) или техническим заданием (ТЗ) на ГТУ. Отступления от требований ТУ должны быть согласованы с поставщиком газотурбинного оборудования.
<a id="p100018"></a>2.2. Дизельное топливо (ГОСТ 305-82*) не требует подогрева и специальной подготовки (промывка, ввод присадки).
<a id="p100019"></a>2.3. Из тяжелых жидких топлив для газотурбинных установок отечественной промышленностью выпускается газотурбинное топливо по ГОСТ 10433-75* двух марок:
- <a id="p100020"></a>А - для пиковых энергетических газотурбинных установок;
- <a id="p100021"></a>Б - для судовых и других энергетических газотурбинных установок.
<a id="p100022"></a>Обе марки требуют обязательного предварительного подогрева для достижения требуемой вязкости и предотвращения выпадения парафинистых осадков.
<a id="p100023"></a>Максимальная температура подогрева топлива должна быть, как правило, на 10 °С ниже температуры вспышки, а минимальная - на 10 °С выше температуры его застывания.
<a id="p100024"></a>2.4. Фильтрация жидкого топлива перед подачей его к ГТУ должна быть обеспечена в соответствии с ТЗ или ТУ на ГТУ.
<a id="p100025"></a>2.5. Газотурбинное топливо перед его сжиганием требует специальной обработки, заключающейся в удалении из него коррозионно-активных соединений натрия, калия и кальция путем промывки его водой (см. [разд. 9](#p100214)) и, при необходимости, добавлении присадки для защиты от ванадиевой коррозии (см. [разд. 8](#p100192)).
<a id="p100026"></a>2.6. Для осуществления систематического контроля качества топлива, а также эффективности установок промывки и дозировки присадки (при использовании газотурбинного топлива) необходимо предусматривать отбор проб топлива в соответствии с [разделами 8](#p100192), [9](#p100214) и [10](#p100254).


### 3. <a id="p100027"></a>Технологические схемы хозяйств жидкого топлива


<a id="p100028"></a>3.1. Жидкое топливо для ГТУ в зависимости от топливного режима ТЭС может быть использовано в качестве основного, резервного, аварийного или пускоостановочного.
<a id="p100029"></a>3.2. Технологические схемы подачи жидких топлив к ГТУ принимаются, как правило, общестанционными, двухступенчатыми, с поперечными связями. Каждый вид топлива должен подаваться к ГТУ раздельно по своим топливопроводам.
<a id="p100030"></a>Допускается выполнение блочных схем подачи жидких топлив к ГТУ при условии обеспечения необходимой степени резервирования и высокой надежности.
<a id="p100031"></a>3.3. Подачу жидких топлив к ГТУ следует предусматривать насосами, обеспечивающими подачу топлива без пульсаций давления (центробежными, винтовыми или другого типа).
<a id="p100032"></a>Установка фильтров очистки топлива на всасывающих трубопроводах насосов 1-й ступени не предусматривается.
<a id="p100033"></a>При составлении "Технического формуляра" и заказной спецификации следует указывать необходимость поставки насосного оборудования с торцовыми уплотнениями "Р" или "КР", как для растворителей масло-, бензиностойких резин.
<a id="p100034"></a>3.4. Жидкое топливо должно подаваться к ГТУ, как правило, по одному трубопроводу, рассчитанному на номинальную производительность с учетом 10%-ной рециркуляции. Возврат (рециркуляция) жидкого топлива от ГТУ производится также по одному трубопроводу непосредственно в резервуары хранения или во всасывающий коллектор насосов через регулирующие и запорные устройства.
<a id="p100035"></a>Допускается подача жидкого топлива к ГТУ по двум трубопроводам, рассчитанным каждый на 75% номинальной производительности с учетом 10%-ной рециркуляции, при соответствующем обосновании в зависимости от назначения топлива (основное или резервное), режима работы электростанции (базовые или пиковые нагрузки), климатических условий и др.
<a id="p100036"></a>3.5. Подачу пара на топливное хозяйство следует предусматривать по одному трубопроводу, обеспечивающему полный расчетный расход пара на нужды топливного хозяйства.
<a id="p100037"></a>Параметры пара определяются тепловой схемой ТЭС. Ориентировочный уровень давления - 0,6 - 1,6 МПа (6 - 16 кгс/кв. см) и температуры - 180 - 280 °С.
<a id="p100038"></a>3.6. Конденсат от топливного хозяйства должен возвращаться для использования в цикле ТЭС. Схемой должна предусматриваться установка не менее двух расширителей, двух резервуаров сбора конденсата, двух конденсатных насосов и трубопроводной арматуры для разделения потоков конденсата в случае его загрязнения нефтепродуктами.
<a id="p100039"></a>3.7. Выбор оборудования (насосы, подогреватели, фильтры) технологической схемы жидкого топлива, используемого в качестве основного, следует осуществлять исходя из условия обеспечения бесперебойной подачи подогретого (при необходимости) и профильтрованного топлива с давлением и вязкостью, соответствующими техническим условиям на поставку ГТУ, и в количестве, необходимом для работы всех ГТУ как в номинальном, так и в пусковых режимах.
<a id="p100040"></a>Количество оборудования должно быть, как правило, не менее двух-трех единиц каждого наименования, из них одна - резервная.
<a id="p100041"></a>3.8. При использовании дизельного топлива в качестве резервного или аварийного выбор оборудования (насосы, фильтры) производится по условиям обеспечения бесперебойной подачи профильтрованного топлива в количестве, соответствующем 100%-ной номинальной нагрузке всех ГТУ, а при использовании его в качестве пускоостановочного - в количестве, соответствующем 30% номинальной мощности всех ГТУ.
<a id="p100042"></a>Установка выносных подогревателей в схеме дизельного топлива, как правило, не предусматривается. Необходимость установки подогревателей обосновывается климатическими условиями и маркой используемого дизельного топлива.
<a id="p100043"></a>3.9. Технологической схемой должна предусматриваться возможность подачи жидкого топлива к ГТУ при нахождении их в резерве, помимо основных насосов (I-й и II-й ступени) и фильтров очистки, с помощью насосов рециркуляции, которых должно быть не менее двух.
<a id="p100044"></a>3.10. Технологическая схема жидкого топлива должна обеспечивать возможность проведения паровой продувки, химической промывки (при необходимости), пассивации оборудования и топливопроводов, а также их дренирования.
<a id="p100045"></a>3.11. В технологической схеме следует предусматривать установку пробоотборников для отбора проб топлива и присадок с целью периодического контроля их качества при хранении и подаче на сжигание.
<a id="p100046"></a>3.12. Технологической схемой должна быть обеспечена возможность дренирования придонного слоя топлива из резервуаров хранения и подачи его на мазутное хозяйство ТЭС или на установку очистки вод, загрязненных нефтепродуктами.
<a id="p100047"></a>3.13. Технологическая схема газотурбинного топлива должна обеспечивать подготовку его к сжиганию, включая промывку водой и ввод присадок.
<a id="p100048"></a>3.14. Подогрев газотурбинного топлива в резервуарах производится циркуляционным способом с использованием насосов циркуляции и выносных подогревателей. Применение внутрирезервуарных подогревателей не допускается.
<a id="p100049"></a>3.15. Регулирование температуры газотурбинного топлива на выходе из выносных подогревателей должно осуществляться с помощью регулирующих клапанов на подводе пара и автоматических регуляторов.
<a id="p100050"></a>Отвод конденсата из подогревателей предусматривается с помощью регулятора постоянного уровня в подогревателе или через конденсатоотводчики.
<a id="p100051"></a>3.16. На всасывающих и напорных трубопроводах топливных насосных должны предусматриваться аварийные задвижки с электроприводами, расположенные на расстоянии 10 - 50 м от здания насосной.
<a id="p100052"></a>3.17. Для ТЭС, использующих жидкое топливо в качестве неосновного, при небольшой мощности (малые расходы топлива) или при работе в пиковом режиме допускается упрощение схемных и компоновочных решений в части приемно-сливных устройств (ПСУ), складов топлива и топливных насосных.


### 4. <a id="p100053"></a>Приемно-сливные устройства дизельного и газотурбинного топлива


<a id="p100054"></a>4.1. Поставку дизельного и газотурбинного топлива следует предусматривать, как правило, железнодорожным транспортом.
<a id="p100055"></a>Допускается поставка дизельного и газотурбинного топлива трубопроводным, автомобильным или водным транспортом.
<a id="p100056"></a>4.2. Для слива дизельного и газотурбинного топлива из железнодорожных цистерн должно сооружаться одно совмещенное приемно-сливное устройство. ПСУ должно быть, как правило, двухпутное с эстакадой между железнодорожными путями на уровне площадок обслуживания верхних люков цистерн согласно требованиям СНиП 2.11.03-93. ПСУ должно обеспечивать прием под разгрузку цистерн грузоподъемностью 50 и 60 т.
<a id="p100057"></a>При фронте слива до 8 цистерн допускается сооружение однопутного ПСУ.
<a id="p100058"></a>4.3. Слив дизельного и газотурбинного топлива должен осуществляться закрытым способом. Предварительный разогрев топлива в цистернах должен предусматриваться для тяжелых видов жидкого топлива.
<a id="p100059"></a>4.4. Для слива газотурбинного топлива следует предусматривать сооружение заглубленной железобетонной приемной емкости с металлическим покрытием внутренней поверхности.
<a id="p100060"></a>Вместимость приемной емкости должна быть не менее 30% суммарной емкости цистерн, устанавливаемых под разгрузку.
<a id="p100061"></a>4.5. Приемная емкость оборудуется погружными перекачивающими насосами. Производительность насосов перекачки газотурбинного топлива в баки его хранения выбирается исходя из условий обеспечения перекачки в установленные сроки для летнего периода года (2 часа). Насосы устанавливаются с резервом.
<a id="p100062"></a>4.6. Приемная емкость оборудуется вентиляционными патрубками с огнепреградителями и оснащается приборами средств измерения температуры и уровня, сигнализаторами предельных значений уровня.
<a id="p100063"></a>4.7. Сооружение приемной емкости для слива дизельного топлива при поставке его железнодорожным транспортом не предусматривается.
<a id="p100064"></a>4.8. Количество одновременно устанавливаемых под разгрузку цистерн (фронт слива) на совмещенном ПСУ следует принимать исходя из расчетного суточного расхода жидкого топлива, времени разогрева газотурбинного топлива и времени слива в зимний период (не более 4 часов), неравномерности поставки с коэффициентом 1,2.
<a id="p100065"></a>4.9. При использовании на ТЭС различных видов топлива для каждого из них должна быть предусмотрена собственная система разогрева (при необходимости), слива, перекачки и хранения.
<a id="p100066"></a>4.10. Сливные коллекторы дизельного и газотурбинного топлива должны быть раздельными и размещаться вдоль сливной эстакады.
<a id="p100067"></a>4.11. Перед приемной емкостью на общем трубопроводе слива газотурбинного топлива следует предусматривать установку запорной арматуры с электроприводом и гидрозатвора.
<a id="p100068"></a>Гидрозатвор должен иметь устройство обогрева и тепловую изоляцию.
<a id="p100069"></a>4.12. Разогрев газотурбинного топлива в цистернах следует предусматривать циркуляционным методом. Производительность насосов и выносных подогревателей в системе циркуляционного разогрева газотурбинного топлива в цистернах должна выбираться с учетом обеспечения разогрева и слива его в установленные сроки (4 часа в зимний период), но не менее 10% суммарной емкости цистерн, устанавливаемых под разгрузку.
<a id="p100070"></a>Всас насосов циркуляционного разогрева должен подключаться как к сливному коллектору после гидрозатвора, так и к резервуарам хранения неочищенного топлива. На общем всасывающем коллекторе насосов следует предусматривать установку обратного клапана.
<a id="p100071"></a>Насосы и подогреватели устанавливаются с резервом.
<a id="p100072"></a>Насосы циркуляционного разогрева размещаются в насосном отделении ПСУ.
<a id="p100073"></a>4.13. Производительность насосов перекачки дизельного топлива от ПСУ в резервуары его хранения должна выбираться из условий обеспечения слива и перекачки топлива в установленные сроки для летнего периода (2 часа).
<a id="p100074"></a>Насосы перекачки устанавливаются с резервом и размещаются в насосном отделении ПСУ. Допускается установка насосов перекачки дизельного топлива в одном помещении с насосами циркуляционного разогрева газотурбинного топлива без перегородок.
<a id="p100075"></a>4.14. Сливные коллекторы газотурбинного и дизельного топлива прокладываются с уклоном 0,3% в сторону насосов перекачки или приемной емкости. Каждый сливной коллектор газотурбинного и дизельного топлива должен иметь воздушник диаметром не менее 20 мм.
<a id="p100076"></a>Установка запорной арматуры на воздушнике не предусматривается. Воздушник должен быть оборудован дыхательным клапаном, огнепреградителем, устройством для защиты от атмосферных осадков и выведен на высоту, превышающую отметку верхнего люка цистерны.
<a id="p100077"></a>Сливной коллектор газотурбинного топлива должен иметь тепловую изоляцию и обогрев. Тепловая изоляция сливного коллектора дизельного топлива не предусматривается.
<a id="p100078"></a>4.15. Соединение сливных коллекторов дизельного и газотурбинного топлива с цистернами должно осуществляться с помощью металлических поворотных устройств типа УСН или других приспособлений, обеспечивающих возможность герметичного закрытого слива через нижний сливной патрубок цистерны.
<a id="p100079"></a>4.16. На ПСУ, как правило, со стороны тупикового участка, должно быть предусмотрено устройство для откачки топлива через верхний люк цистерн (по две цистерны на каждом пути) с установкой вакуум-насоса, центробежного насоса, запорной арматуры и байпасного трубопровода помимо насосов.
<a id="p100080"></a>4.17. Территория сливной эстакады должна иметь твердое покрытие шириной не менее 3,5 м в каждую сторону от оси ж.д. пути и с уклоном не менее 1% в сторону лотков, расположенных вдоль железнодорожных путей с внутренней и наружных сторон. Лотки должны иметь металлическую облицовку внутренней поверхности и уклон к сборным колодцам, из которых загрязненные нефтепродуктами воды направляются на очистные сооружения.

#### <a id="p100081"></a>4.18 Вдоль  эстакады следует предусматривать прокладку паропроводов с

врезкой  с  шагом  не  более 25 м, штуцеров Д  25 мм с запорной арматурой и
                                             у
устройствами для надежного присоединения шлангов.
<a id="p100082"></a>4.19. В насосном отделении ПСУ должны быть предусмотрены приямок для сбора дренажей от топливопроводов ПСУ и насосы откачки их в выносную дренажную емкость топливной насосной.
<a id="p100083"></a>К установке следует принимать не менее двух насосов, один из которых резервный.
<a id="p100084"></a>4.20. На напорных трубопроводах насосов перекачки дизельного и газотурбинного топлива следует предусматривать установку фильтров очистки перекачиваемого топлива. Установка фильтров очистки на всасе насосов перекачки топлива не предусматривается.
<a id="p100085"></a>В проекте следует предусматривать установку фильтр-сетки на всасе насосов на период проведения пусконаладочных работ.
<a id="p100086"></a>4.21. В здании насосного отделения ПСУ должен предусматриваться комплекс мероприятий по обеспечению взрывопожаробезопасности: устройство приточно-вытяжной вентиляции, установка сигнализаторов нижнего концентрационного предела распространения пламени (НКПРП), установка электрооборудования во взрывозащищенном исполнении (ВЗИ).
<a id="p100087"></a>Полы насосного отделения должны быть из негорючих и не впитывающих нефтепродукты материалов в соответствии со СНиП 2.03.13-88 и иметь уклон в сторону дренажного приямка.
<a id="p100088"></a>4.22. На топливопроводах должны быть предусмотрены штуцеры с запорными устройствами для проведения паровой продувки и дренирования трубопроводов и оборудования (насосов, фильтров, подогревателей).
<a id="p100089"></a>4.23. Вокруг ПСУ должны быть выполнены пожарные проезды и оборудованы пожарные посты в соответствии с требованиями СНиП 2.11.03-93.
<a id="p100090"></a>4.24. ПСУ должно быть оборудовано устройством для расцепки и отделения цистерн при пожаре согласно СНиП 2.11.03-93.
<a id="p100091"></a>4.25. Насосное отделение ПСУ может выполняться с открытой установкой оборудования для районов с расчетной температурой для отопления от минус 15 °С и выше.
<a id="p100092"></a>4.26. На ПСУ должна быть предусмотрена возможность подачи обводненного газотурбинного топлива (после пропарки цистерн) на мазутное хозяйство ТЭС или на очистные сооружения (при отсутствии мазутного хозяйства).


### 5. <a id="p100093"></a>Склады хранения дизельного и газотурбинного топлива


<a id="p100094"></a>5.1. При проектировании складов для хранения топлива, включая оборудование резервуаров комплектующими, следует руководствоваться СНиП 2.11.03-93 и другими нормативно-техническими документами.
<a id="p100095"></a>5.2. Для хранения дизельного и газотурбинного топлива допускается применение только наземных стальных резервуаров.
<a id="p100096"></a>5.3. Для хранения дизельного топлива следует устанавливать не менее двух резервуаров, каждый из которых может быть расходным.
<a id="p100097"></a>Количество резервуаров для хранения газотурбинного топлива должно быть не менее трех, из которых два резервуара используются в качестве расходных, остальные - для хранения неочищенного топлива.
<a id="p100098"></a>5.4. Резервуары хранения жидкого топлива должны быть оборудованы вентиляционными, дыхательными или предохранительными клапанами с огнепреградителями (в зависимости от марки топлива), обеспечивающими избыточное давление внутри резервуара до 200 мм вод. ст., приборами для измерения температуры и уровня, а также сигнализаторами верхнего и нижнего предельного значения уровня и верхнего предельного значения температуры топлива.
<a id="p100099"></a>Подача топлива в резервуар должна производиться в нижнюю его часть под слой топлива, а при подаче топлива в пустой резервуар с выходной скоростью не более 1 м/с.
<a id="p100100"></a>5.5. Отбор дизельного и газотурбинного топлива из резервуара для подачи его на сжигание должен осуществляться плавающим заборным устройством с верхних слоев.

#### <a id="p100101"></a>5.6 Емкость склада жидкого топлива, используемого в качестве основного, рассчитывается:

- <a id="p100102"></a>при базовом режиме работы ТЭС исходя из 15-суточного запаса при расходе, соответствующем номинальной нагрузке всех ГТУ;
- <a id="p100103"></a>при пиковом режиме работы ТЭС на двухмесячный расход при максимальном часовом расходе топлива с учетом количества часов работы в сутки.
<a id="p100104"></a>5.7. Емкость склада дизельного топлива, используемого в качестве резервного, аварийного или пускоостановочного, рассчитывается исходя из обеспечения работы всех ГТУ при номинальной их нагрузке в течение 10 суток для резервного и 5 суток - для аварийного или пускоостановочного.
<a id="p100105"></a>5.8. Тепловая изоляция наружных поверхностей резервуаров хранения топлива не предусматривается.
<a id="p100106"></a>5.9. Наружные поверхности резервуаров хранения топлива должны иметь покрытие из светлых красок, стойких к атмосферным осадкам, с коэффициентом отражения не менее 0,8.
<a id="p100107"></a>5.10. Покрытие внутренних поверхностей резервуаров хранения топлива следует выполнять согласно требованиям "Систем противокоррозионных покрытий внутренних поверхностей оборудования, трубопроводов и строительных конструкций ТЭС" (М.: АО "Энергозащита").
<a id="p100108"></a>5.11. Трубопроводы, проложенные внутри обвалования, не должны иметь фланцевых соединений, за исключением мест присоединения коренных запорных устройств у резервуара.
<a id="p100109"></a>5.12. На трубопроводах обвязки резервуаров следует предусматривать возможность установки фланцевых заглушек после коренных запорных устройств от резервуара.
<a id="p100110"></a>5.13. Трубопроводы, соединяющие резервуары с насосной, должны иметь уклон не менее 0,003 к последней.
<a id="p100111"></a>5.14. Обвалование резервуаров должно соответствовать требованиям СНиП 2.11.03-93.
<a id="p100112"></a>5.15. Площадка внутри обвалования и само обвалование должны иметь твердое покрытие, исключающее попадание нефтепродуктов в почву. Площадка должна иметь уклон 0,1 - 0,2% в сторону колодца для отвода ливневых вод.
<a id="p100113"></a>В колодцах за обвалованием на трубопроводах, отводящих ливневые воды, следует предусматривать хлопушки с тросовым управлением или другую запорную арматуру. Нормальное положение хлопушки (запорной арматуры) - закрытое.
<a id="p100114"></a>5.16. Внутри обвалования могут устанавливаться только коренные запорные устройства у резервуаров. Вне обвалования на трубопроводах следует предусматривать установку запорных устройств, закрытие которых производится при авариях (аварийная арматура).
<a id="p100115"></a>Приводы арматуры, устанавливаемой на топливопроводах, должны быть во взрывозащищенном исполнении.
<a id="p100116"></a>5.17. Проход труб через обвалование должен предусматриваться в гильзах. Места прохода должны уплотняться с целью исключения возможности утечки нефтепродуктов в случае аварии за пределы обвалования.
<a id="p100117"></a>5.18. Допускается сооружение склада жидкого топлива без обвалования по схеме "резервуар в резервуаре".
<a id="p100118"></a>5.19. Технологические трубопроводы склада топлива должны обеспечивать возможность перекачки топлива в случае аварии из резервуара в резервуар и полного опорожнения резервуара.
<a id="p100119"></a>5.20. Проектом должна быть предусмотрена подача пара в резервуары для их дегазации и очистки.
<a id="p100120"></a>Отвод конденсата должен выполняться по схеме, исключающей возможность обводнения топлива при хранении.


### 6. <a id="p100121"></a>Топливные насосные


<a id="p100122"></a>6.1. Оборудование, предназначенное для подачи дизельного и газотурбинного топлива к ГТУ, может размещаться как в отдельных помещениях, так и в общем помещении здания топливной насосной. Открытая установка оборудования допускается в районах с расчетной температурой для отопления от минус 15 °С и выше.
<a id="p100123"></a>6.2. В насосном отделении помимо основного оборудования (фильтры тонкой очистки, топливные насосы) предусматривается установка вспомогательного оборудования:
- <a id="p100124"></a>насосы откачки конденсата;
- <a id="p100125"></a>насосы откачки топлива из придонных слоев резервуаров;
- <a id="p100126"></a>насосы рециркуляции топлива;
- <a id="p100127"></a>насосы откачки дренажей из дренажных приямков в выносную дренажную емкость;
- <a id="p100128"></a>оборудование ввода присадок;
- <a id="p100129"></a>оборудование системы водной промывки газотурбинного топлива.
<a id="p100130"></a>6.3. Оборудование топливной насосной, расположенное вне помещений (резервуары сбора конденсата, подогреватели топлива), следует устанавливать на бетонированных площадках, которые должны иметь уклон в сторону колодцев для сбора ливневых вод.
<a id="p100131"></a>6.4. Каждое помещение насосного отделения должно быть оборудовано электрифицированной кран-балкой во взрывозащищенном исполнении. На открытых площадках следует предусматривать ручные кран-балки.
<a id="p100132"></a>6.5. Для сбора протечек из картеров насосов и продуктов смыва полов в каждом помещении насосного отделения следует предусматривать устройство дренажного приямка, оборудованного насосом откачки нефтепродуктов в выносную дренажную емкость.
<a id="p100133"></a>Для откачки дренажей из дренажной емкости на мазутное хозяйство или очистные сооружения (при отсутствии мазутного хозяйства) устанавливаются погружные насосы в количестве не менее двух, один из них резервный.
<a id="p100134"></a>Дренажная емкость должна быть оборудована дыхательным клапаном с огнепреградителем.
<a id="p100135"></a>6.6. Для уплотнения валов насосов следует предусматривать двойные торцовые уплотнения с уплотняющей жидкостью или уплотнения типа "тандем", рекомендованные институтом "ВНИИгидромаш".
<a id="p100136"></a>6.7. Полы насосного отделения не должны иметь уступов и заглублений и иметь уклон 0,3% в сторону дренажного приямка.
<a id="p100137"></a>6.8. В топливной насосной должна быть предусмотрена возможность подачи горячей воды (конденсата) или пара для уборки помещений.
<a id="p100138"></a>6.9. Охлаждающая вода, подаваемая на подшипники насосов и на уплотнения валов насосов, должна быть очищена от механических примесей. Следует предусматривать резервный подвод охлаждающей воды от других источников.
<a id="p100139"></a>6.10. Вспомогательные помещения следует размещать с обеспечением наименьшего воздействия шума, вибрации и других вредных факторов и, по возможности, в местах с естественным освещением.
<a id="p100140"></a>Уровни вредных факторов (температура, влажность, шум, вибрация и др.) не должны превышать величин, установленных соответствующими нормативно-техническими документами.
<a id="p100141"></a>6.11. В здании топливной насосной в отдельном помещении размещается местный щит управления (МЩУ) с входами в него снаружи и из топливной насосной через тамбур-шлюз.
<a id="p100142"></a>В здании насосной должно размещаться РУСН-0,4 кВ, туалет, душевая, помещения чистой и грязной одежды, комната приема пищи, мастерская и другие вспомогательные помещения.
<a id="p100143"></a>6.12. В помещениях насосных должны предусматриваться эвакуационный выход наружу и ворота для заезда автотранспорта.
<a id="p100144"></a>Двери помещений должны открываться снаружи специальным ключом, а изнутри - без ключа. Двери, окна, фрамуги в помещениях насосной должны открываться наружу.
<a id="p100145"></a>6.13. Допускается совмещение топливной насосной с насосным отделением ПСУ в одном здании.
<a id="p100146"></a>6.14. С целью сокращения расхода труб из коррозионностойкой стали следует топливную насосную максимально приближать к помещению ГТУ, либо, при невозможности такого приближения, насосы II-й ступени и фильтры тонкой очистки размещать в отдельном помещении здания ГТУ.


### 7. <a id="p100147"></a>Требования к трубопроводам, арматуре, приводам и другим материалам систем топливопроводов



#### <a id="p100148"></a>7.1 Трубопроводы жидкого топлива ГТУ и ПТУ ТЭС должны выполняться из стальных бесшовных труб:

- <a id="p100149"></a>горячедеформированных - из углеродистой стали по ТУ 14-3-190-82, из стали 20 и 10 по ГОСТ 1050-88 (диаметром до 426 мм, давлением до 6,4 МПа); из стали 20 по ТУ 14-3-460-75 (диаметром до 426 мм, давление не ограничено); из низколегированной стали по ТУ 14-3-1128-82, из стали 09Г2С по ГОСТ 19281-89 (диаметром до 426 мм, давлением до 5,0 МПа);
- <a id="p100150"></a>холоднодеформированных и теплодеформированных - из углеродистой и низколегированной сталей по ГОСТ 8733-87, группы В с гарантией испытания на загиб, п. 1.10 ГОСТ 8733-87, из стали 20 и 10 по ГОСТ 1050-88 (давлением до 1,6 МПа, диаметром до 45 мм) и из стали 10Г2 по ГОСТ 4543-71 (давлением до 5,0 МПа, диаметром до 45 мм);
- <a id="p100151"></a>горячедеформированных, холодно- и теплодеформированных - из коррозионностойкой стали по ГОСТ 9940-81 и ГОСТ 9941-81, из стали 08Х18Н10Т (08Х18Н12Т) или 12Х18Н10Т (12Х18Н12Т) по ГОСТ 5632-72 (давлением до 6,4 МПа и выше, диаметром до 325 мм).
<a id="p100152"></a>Допускается применение и других отечественных и импортных труб из спокойной углеродистой и низколегированной сталей, технические требования к которым должны быть не ниже указанных в нормативно-технической документации на вышеперечисленные трубы и в разделе 13 СНиП 2.05.06-85.
<a id="p100153"></a>При заказе бесшовных труб по импорту должны быть оговорены требования по контролю каждой трубы неразрушающими методами, гидравлическому испытанию и ударной вязкости.
<a id="p100154"></a>Допустимость применения материалов иностранных марок в каждом конкретном случае должна быть подтверждена специализированной научно-исследовательской организацией.
<a id="p100155"></a>7.2. Стальные трубы для топливопроводов следует предусматривать из углеродистой качественной стали 20 и 10 по ГОСТ 1050-88, низколегированных сталей 09Г2С по ГОСТ 19281-89 и 10Г2 по ГОСТ 4543-71.
<a id="p100156"></a>После фильтров тонкой очистки следует применять трубы из нержавеющей стали 08Х18Н10Т (08Х18Н12Т) или 12Х18Н10Т (12Х18Н12Т) по ГОСТ 5632-72.
<a id="p100157"></a>Марки углеродистых, низколегированных, коррозионностойких сталей должны выбираться в зависимости от рабочих параметров транспортируемой среды с учетом расчетной температуры окружающего воздуха района строительства.
<a id="p100158"></a>За расчетную температуру воздуха при выборе материалов для трубопроводов следует принимать значение средней температуры воздуха наиболее холодной пятидневки согласно главе СНиП 2.01.01-82 "Строительная климатология и геофизика".

#### <a id="p100159"></a>7.3 Прямые  трубы,  детали и сборочные единицы для топливопроводов на

давление  до  4,0  МПа  следует  применять  в  соответствии  с  отраслевыми
стандартами  Минтопэнерго  РФ  для  трубопроводов  низкого  давления ТЭС на
параметры Р  до 4,0 МПа из углеродистой и низколегированной стали.
           у
<a id="p100160"></a>    Для  топливопроводов  на  давление  более  4,0  МПа  до 6,4 МПа следует
применять:
    -  <a id="p100161"></a>прямые  трубы  -  по сортаменту усиленных труб для гнутых отводов по
отраслевому стандарту Минтопэнерго РФ для трубопроводов ТЭС из углеродистых
и низколегированных сталей;
    -  <a id="p100162"></a>фасонные  детали  -  по  отраслевым стандартам на детали и сборочные
единицы  из  углеродистых  и  кремнемарганцовистых сталей для трубопроводов
пара   и   горячей   воды  ТЭС с давлением Р  более 4,0 МПа,  разработанным
                                            у
**АО "НПО ЦКТИ".**
<a id="p100163"></a>Для трубопроводов жидкого топлива на давление более 6,4 МПа следует применять прямые трубы и фасонные детали по отраслевым стандартам на детали и сборочные единицы из углеродистых и кремнемарганцовистых сталей для трубопроводов пара и горячей воды ТЭС, разработанным АО "НПО ЦКТИ".
<a id="p100164"></a>Прямые трубы и фасонные детали для топливопроводов из коррозионностойкой стали следует применять по отраслевым стандартам на детали и сборочные единицы трубопроводов из коррозионностойкой стали для АЭС, разработанным АО "Севзапэнергомонтажпроект" на давление до 2,2 МПа и АО "НПО ЦКТИ" на давление более 2,2 МПа.
<a id="p100165"></a>7.4. Трубопроводы жидкого топлива, элементы и оборудование трубопроводов должны рассчитываться на рабочее давление транспортируемой среды.
<a id="p100166"></a>7.5. Соединения деталей и элементов топливопроводов должно производиться сваркой.
<a id="p100167"></a>Применение фланцевых соединений может быть допущено только для присоединения трубопроводов к арматуре, измерительным устройствам и деталям оборудования, имеющим фланцы.
<a id="p100168"></a>7.6. Проекты топливопроводов должны содержать требования 100% контроля неразрушающими методами поперечных сварных соединений, независимо от рабочего давления среды.
<a id="p100169"></a>7.7. Трубопроводы должны быть спроектированы так, чтобы имелась возможность выполнения контроля сварных соединений.
<a id="p100170"></a>7.8. Вварка штуцеров, дренажных труб и других деталей в сварные швы, а также в колена не допускается.
<a id="p100171"></a>7.9. Для поперечных стыковых соединений, подлежащих ультразвуковому контролю (УЗК), длина свободного прямого участка (элемента) в каждую сторону от оси шва (до ближайших приварных деталей и элементов, начала гиба, оси соседнего поперечного шва и т.д.) должна быть не менее 100 мм при номинальной толщине стенки свариваемых элементов до 15 мм и 5 толщин плюс 25 мм при номинальной толщине свариваемых элементов более 15 мм.
<a id="p100172"></a>7.10. При установке крутоизогнутых и штампованных колен допускается расположение поперечных сварных соединений у начала закругления и сварка между собой крутоизогнутых колен без прямого участка.
<a id="p100173"></a>7.11. Для угловых сварных соединений труб и штуцеров с элементами трубопроводов расстояние от наружной поверхности элемента до начала гиба трубы или до оси поперечного стыкового шва должно составлять:
- <a id="p100174"></a>для труб (штуцеров) с наружным диаметром до 100 мм - не менее наружного диаметра трубы, но не менее 50 мм;
- <a id="p100175"></a>для труб (штуцеров) с наружным диаметром 100 мм и более - не менее 100 мм.
<a id="p100176"></a>7.12. Расстояние от оси поперечного сварного соединения трубопровода до края опоры или подвески должно выбираться исходя из возможности проведения осмотра и контроля.
<a id="p100177"></a>7.13. При проектировании трасс эстакад и отдельных топливопроводов должен предусматриваться уклон не менее 0,003, обеспечивающий слив и опорожнение трубопроводов.
<a id="p100178"></a>Трассировка должна исключать возможность образования застойных и тупиковых участков.
<a id="p100179"></a>7.14. После монтажа и ремонта трубопроводы жидкого топлива должны продуваться паром или сжатым воздухом и подвергаться химической промывке и пассивации с последующей промывкой топливом в количестве, соответствующем трехкратной вместимости системы.
<a id="p100180"></a>7.15. Трассировка топливопроводов должна обеспечивать компенсацию тепловых удлинений при продувке их паром.
<a id="p100181"></a>7.16. Применение сальниковых и линзовых компенсаторов на топливопроводах не допускается.
<a id="p100182"></a>7.17. Гидравлические испытания топливопроводов следует производить давлением 1,5 рабочего, но не менее 0,2 МПа.
<a id="p100183"></a>7.18. Все элементы горячих трубопроводов, расположенные в доступных для обслуживающего персонала местах, должны быть покрыты тепловой изоляцией из расчета обеспечения температуры поверхности покрытия изоляции в соответствии с п. 3.1 СНиП 2.04.14-88.
<a id="p100184"></a>7.19. На топливопроводах, прокладываемых в помещениях, в местах возможных протечек (фланцевые соединения, сальниковые уплотнения арматуры) необходимо предусматривать устройство металлических кожухов с организованным отводом утечек в выносную дренажную емкость.

#### <a id="p100185"></a>7.20 Все топливопроводы должны быть надежно заземлены.

<a id="p100186"></a>7.21. Не допускается использование трубопроводов в качестве опорных конструкций и заземлений.
<a id="p100187"></a>7.22. Запрещается прокладка топливопроводов через газоходы, воздуховоды, вентиляционные шахты.
<a id="p100188"></a>7.23. Скорость жидкого топлива в трубопроводах при расчетах следует принимать: в напорных -1,5 - 2 м/с, во всасывающих - до 1 м/с.
<a id="p100189"></a>7.24. Арматура, устанавливаемая в топливных системах ГТУ и ПГУ, должна быть стальная и по возможности бесфланцевая (на сварке).
<a id="p100190"></a>В виде исключения допускается применение специальной фланцевой арматуры с фланцами типа выступ-впадина, а также энергетической арматуры для пара.
<a id="p100191"></a>7.25. Запорная арматура для всех топливопроводов должна соответствовать первому классу герметичности затвора по ГОСТ 9544-93.


### 8. <a id="p100192"></a>Система ввода присадок


<a id="p100193"></a>8.1. Система ввода присадок в газотурбинное топливо предназначена для снижения ванадиевой коррозии и основана на смешении присадки с потоком топлива перед подачей его в камеру сгорания.
<a id="p100194"></a>8.2. Система ввода присадки обеспечивает ввод в газотурбинное топливо присадки в заданном соотношении и ее равномерное распределение по всему объему. Предварительное разбавление присадки топливом осуществляется в специальных емкостях с перемешивающими устройствами в соотношении от 1:5 до 1:50 в зависимости от качества топлива и состава присадки.
<a id="p100195"></a>8.3. К установке следует принимать две емкости для раствора присадки: одна - для приготовления раствора, другая - для подачи готового раствора в топливопровод.
<a id="p100196"></a>8.4. В нижней части конусного днища емкостей для приготовления раствора присадки предусмотрен штуцер для периодического удаления шлама и слива отстоя, которые должны направляться в выносную дренажную емкость.
<a id="p100197"></a>8.5. Для поддержания температуры топлива внутри емкости для приготовления раствора присадки на 10 °С выше температуры его застывания должен быть выполнен подвод пара к встроенному подогревателю.
<a id="p100198"></a>8.6. Забор раствора присадки из емкости осуществляется выше нижней точки днища на 0,3 - 0,4 м.
<a id="p100199"></a>Раствор присадки из емкостей с помощью насосов-дозаторов подается в смеситель, устанавливаемый на магистрали основного топлива. Расход раствора присадки определяется содержанием коррозионно-агрессивных металлов в топливе и концентрацией активного компонента присадки.
<a id="p100200"></a>8.7. Смеситель для ввода присадки следует устанавливать после фильтров тонкой очистки или в непосредственной близости к камерам сгорания ГТУ.
<a id="p100201"></a>8.8. На всасе насосов-дозаторов должен быть установлен защитный фильтр с размером ячейки 200 - 300 мкм, а на линии подачи раствора - фильтр тонкой очистки с размером ячеек 20 - 30 мкм или в соответствии с требованиями ТУ на ГТУ.
<a id="p100202"></a>8.9. На выходе из насоса-дозатора необходимо также предусматривать линию рециркуляции в бак для приготовления раствора присадки.
<a id="p100203"></a>8.10. Для уменьшения пульсаций давления в линии подачи присадки необходимо предусматривать установку после насосов-дозаторов аккумулирующей емкости.
<a id="p100204"></a>8.11. Система ввода присадки должна быть оснащена приборами контроля и автоматического регулирования процесса ввода присадки, которые должны обеспечивать:
- <a id="p100205"></a>измерение и регистрацию расхода присадки;
- <a id="p100206"></a>регулирование расхода присадки по заданному соотношению топливо - присадка;
- <a id="p100207"></a>сигнализацию прекращения подачи раствора присадки при наличии расхода топлива;
- <a id="p100208"></a>указание уровня топлива в емкостях для приготовления раствора присадки;
- <a id="p100209"></a>сигнализацию о достижении максимально или минимально допустимых уровней в баках для приготовления раствора присадки;
- <a id="p100210"></a>контроль давления на напоре насосов-дозаторов и после фильтров присадки.
<a id="p100211"></a>8.12. Оборудование системы ввода присадки может размещаться в одном из помещений топливной насосной или устанавливаться в виде отдельного закрытого блока в газотурбинном отделении вблизи топливного коллектора у камер сгорания ГТУ.
<a id="p100212"></a>8.13. Присадки поставляются в металлических бочках емкостью 200 л и могут храниться на открытом воздухе под навесом.
<a id="p100213"></a>8.14. По токсичности присадки относятся к той же группе нефтепродуктов, что и газотурбинное топливо, и при работе с ними предусматривать специальных мер безопасности не требуется.


### 9. <a id="p100214"></a>Промывка топлива водой и удаление продуктов промывки


<a id="p100215"></a>9.1. С целью снижения всех видов коррозии и уменьшения заноса проточной части ГТУ отложениями при использовании газотурбинного топлива с суммарным содержанием натрия и калия более 1 г/т должна выполняться промывка топлива водой от щелочных и щелочно-земельных металлов.
<a id="p100216"></a>9.2. Для промывки используется конденсат греющего пара топливных подогревателей, отбираемый из баков сбора конденсата топливного хозяйства ГЭС, или химочищенная вода.
<a id="p100217"></a>9.3. Отделение воды от топлива может осуществляться с применением электростатического дегидратора (ЭЛОУ) либо центрифуг.
<a id="p100218"></a>Способ отделения воды от топлива определяется технико-экономическим расчетом.
<a id="p100219"></a>Система промывки газотурбинного топлива с использованием ЭЛОУ обеспечивает снижение суммарного содержания натрия и калия в промытом топливе до 0,5 г/т и удаление промывочной воды из него до 0,01%.
<a id="p100220"></a>Промытое топливо из ЭЛОУ следует направлять в бак чистого (промытого) топлива либо на сжигание в камеры сгорания ГТУ.
<a id="p100221"></a>9.4. Для лучшего отделения воды от топлива используется деэмульгатор (поверхностно-активное вещество), который подается насосами-дозаторами на всас насосов непромытого топлива или в поток промывной воды. Деэмульгатор поставляется в металлических бочках емкостью 200 л и может храниться на открытом воздухе под навесом.
<a id="p100222"></a>9.5. Следует устанавливать не менее двух электродегидраторов типа 2ЭГ-50-2, серийно выпускаемых отечественной промышленностью. Обвязку электродегидраторов следует выполнять таким образом, чтобы обеспечить возможность включения их по топливу как параллельно, так и последовательно.
<a id="p100223"></a>9.6. По условиям перемешивания воды и топлива перепад давления на смесительных клапанах должен находиться в пределах 0,1 - 0,2 МПа (1 - 2 кгс/кв. см).

#### <a id="p100224"></a>9.7 Расход материалов на промывку:

- <a id="p100225"></a>топлива - 25 - 50 т/ч;
- <a id="p100226"></a>воды - 5 - 10% к массе топлива;
- <a id="p100227"></a>деэмульгатора - 25 - 100 г на 1 т топлива (в виде 2 - 5%-ного раствора в топливе).

#### <a id="p100228"></a>9.8 Параметры процесса в электродегидраторе:

- <a id="p100229"></a>температура топлива - 80 - 120 °С;
- <a id="p100230"></a>давление - 0,2 - 1,6 МПа (2 - 16 кгс/кв. см);
- <a id="p100231"></a>напряжение на электродах - 11, 16, 22 кВ (электродегидратор укомплектован собственным трансформатором, обеспечивающим нужное напряжение).
<a id="p100232"></a>9.9. Вода, отделенная от топлива после его промывки (промывочная вода), должна подаваться на очистные сооружения (установку очистки вод, загрязненных нефтепродуктами).
<a id="p100233"></a>9.10. Схема промывки должна обеспечивать возможность циркуляции воды из одного электродегидратора в другой, а также рециркуляцию промывочной воды в каждом электродегидраторе.
<a id="p100234"></a>9.11. Система водной промывки топлива в ЭЛОУ должна быть оснащена средствами автоматики и контроля, которые должны обеспечивать:
- <a id="p100235"></a>контроль и автоматическую стабилизацию расхода топлива на каждый электродегидратор;
- <a id="p100236"></a>контроль и автоматическое регулирование расхода химочищенной воды на ЭЛОУ по ступеням;
- <a id="p100237"></a>контроль расхода деэмульгатора;
- <a id="p100238"></a>контроль и автоматическое регулирование температуры топлива после подогревателей, в электродегидраторе, после охладителей;
- <a id="p100239"></a>контроль и автоматическую стабилизацию расхода топлива на выходе из установки;
- <a id="p100240"></a>контроль напряжения и тока на электродах по каждому трансформатору электродегидратора;
- <a id="p100241"></a>контроль и автоматическую стабилизацию уровня промывочной воды в электродегидраторе (уровень раздела фаз).
<a id="p100242"></a>9.12. Система должна предусматривать автоматическое отключение электродегидратора (снятие напряжения с электродов) в случаях:
- <a id="p100243"></a>отсутствия сырья на верхнем уровне электродегидратора;
- <a id="p100244"></a>превышения температуры в электродегидраторе выше 120 °С;
- <a id="p100245"></a>превышения давления в электродегидраторе выше 1,6 МПа (16 кгс/кв. см);
- <a id="p100246"></a>понижения давления в электродегидраторе ниже 0,2 МПа (2 кгс/кв. см);
- <a id="p100247"></a>открытия двери на площадке обслуживания трансформаторов электродегидратора.
<a id="p100248"></a>9.13. Для осуществления контроля за эффективностью работы ЭЛОУ необходимо предусматривать постоянно действующие пробоотборники для:
- <a id="p100249"></a>непромытого топлива, поступающего в электродегидраторы;
- <a id="p100250"></a>промытого топлива на выходе из электродегидратора;
- <a id="p100251"></a>исходной воды, поступающей на промывку;
- <a id="p100252"></a>промывочной воды на выходе из электродегидратора.
<a id="p100253"></a>9.14. Контроль качества непромытого и промытого топлива на содержание натрия, калия, кальция, воды и механических примесей, а также исходной и промывочной воды на содержание натрия, калия, кальция осуществляется химлабораторией ТЭС стандартными методами (ГОСТ 25784-83 и методики ВТИ).


### 10. <a id="p100254"></a>Контроль качества топлива


<a id="p100255"></a>10.1. Контроль качества жидкого топлива должен осуществляться на ТЭС при приеме, хранении и использовании его в соответствии с местными инструкциями.
<a id="p100256"></a>10.2. Отбор проб топлива по ГОСТ 2517-85 для анализа должен осуществляться из цистерн на ПСУ, из всех резервуаров хранения топлива и из напорных коллекторов топлива к ГТУ в машзале.
<a id="p100257"></a>10.3. Все физико-химические показатели качества жидкого топлива определяются стандартными методами, указанными в технических требованиях на топлива (ГОСТ 305-82* и 10433-75*).
<a id="p100258"></a>    10.4.   Анализы   жидкого  топлива  должны  обеспечивать,  кроме  того,
обнаружение в нем коррозионно-агрессивных металлов: ванадия, натрия, калия,
свинца  и кальция, а в случае применения присадок - магния и хрома. Анализы
должны  выполняться с достаточной точностью при концентрации этих элементов
  -4     -5
10   - 10  %  в соответствии с методиками:
- <a id="p100259"></a>РД 34.44.202-93 "Топливо нефтяное для газотурбинных установок. Определение ванадия методом атомно-абсорбционной спектрофотометрии (беспламенный метод)";
- <a id="p100260"></a>РД 34.44.216-96 "Топливо нефтяное для газотурбинных установок. Определение ванадия методом атомно-абсорбционной спектрофотометрии (прямой метод)";
- <a id="p100261"></a>РД 34.44.210-96 "Топливо нефтяное для газотурбинных установок. Определение свинца методом атомно-абсорбционной спектрофотометрии (беспламенный метод)";
- <a id="p100262"></a>РД 34.44.203-92 "Топливо нефтяное для газотурбинных установок. Определение хрома и магния методом атомно-абсорбционной спектрофотометрии";
- <a id="p100263"></a>ГОСТ 25784-83 "Топливо нефтяное. Метод определения натрия, калия и кальция в газотурбинном топливе".
<a id="p100264"></a>10.5. Химлаборатория ТЭС должна быть оснащена всеми приборами контроля качества топлива в соответствии с ГОСТ 10433-75* и методиками, приведенными в [п. 10.4](#p100258).


### 11. <a id="p100265"></a>Технологический контроль и управление, защиты и блокировки


<a id="p100266"></a>11.1. Управление хозяйством жидкого топлива должно производиться, как правило, с постоянно обслуживаемого местного щита управления (МЩУ). Щит управления следует размещать в отдельном помещении здания топливной насосной с организацией входов снаружи здания и непосредственно из насосной через тамбур-шлюз.
<a id="p100267"></a>На центральном щите управления (ЦЩУ) или главном щите управления (ГЩУ) должны предусматриваться возможность дистанционного отключения основных насосов жидкого топлива и закрытия их запорной арматуры, а также вывод обобщенного аварийного светозвукового сигнала "неисправность в топливной насосной" с расшифровкой его на МЩУ топливной насосной и сигнала "пожар в топливной насосной".
<a id="p100268"></a>11.2. Объем технологических измерений, сигнализации, автоматического регулирования, технологических защит и блокировок должен соответствовать настоящим РУ, конкретной для каждого объекта технологической схеме хозяйства жидкого топлива, требованиям заводов - изготовителей технологического оборудования и может быть дополнен Заказчиком при согласовании задания на проектирование.
<a id="p100269"></a>11.3. Средства измерений, автоматического регулирования, дистанционного управления, защиты и сигнализации по уровню взрывозащиты и степени защиты оболочки должны соответствовать требованиям класса взрывоопасной или пожароопасной зоны, в которой они устанавливаются (главы 7.3 и 7.4 ПУЭ), а по степени защиты от воздействия окружающей среды и климатическому исполнению - требованиям ГОСТ 14254-80*, ГОСТ 15150-69*, ГОСТ 15543.1-89.
<a id="p100270"></a>Помещение МЩУ по взрывопожароопасности относят к категории Д.

#### <a id="p100271"></a>11.4 В хозяйстве жидкого топлива должен быть предусмотрен контроль следующих технологических параметров:

- <a id="p100272"></a>температура жидкого топлива:
- <a id="p100273"></a>на выходе из каждого резервуара склада жидкого топлива (показание по месту);
- <a id="p100274"></a>до подогревателя жидкого топлива (показание по месту);
- <a id="p100275"></a>после подогревателя жидкого топлива (показание на МЩУ и по месту);
- <a id="p100276"></a>на стороне нагнетания каждого перекачивающего насоса (показание по месту);
- <a id="p100277"></a>в напорных топливопроводах к ГТУ (показание, регистрация и сигнализация отклонений от заданных верхнего и нижнего значений на МЩУ);
- <a id="p100278"></a>в каждом резервуаре склада на трех уровнях: 0,5 м от днища, посередине, 0,5 м от предельного верхнего уровня (показание по вызову и сигнализация превышения заданного верхнего значения на МЩУ);
- <a id="p100279"></a>в приемной емкости на трех уровнях: 0,5 м от днища, посередине и 0,5 м от предельного верхнего уровня (показание по месту);
- <a id="p100280"></a>температура греющего пара, подаваемого на топливное хозяйство (показание и регистрация на МЩУ);
- <a id="p100281"></a>давление жидкого топлива:
- <a id="p100282"></a>до и после подогревателя жидкого топлива (показание по месту);
- <a id="p100283"></a>на всасе и напоре каждого насоса (показание по месту);
- <a id="p100284"></a>в напорном топливопроводе к ГТУ (показание по месту, показание, регистрация и сигнализация недопустимого падения давления на МЩУ);
- <a id="p100285"></a>в линии рециркуляции от ГТУ после регулирующего клапана (показание по месту и на МЩУ);
- <a id="p100286"></a>до и после фильтров жидкого топлива (показание по месту);
- <a id="p100287"></a>давление пара, подаваемого на хозяйство жидкого топлива (показание по месту);
- <a id="p100288"></a>давление воды в коллекторе охлаждения подшипников насосов (показание по месту);
- <a id="p100289"></a>расход жидкого топлива, подаваемого на ГТУ и возвращаемого от ГТУ (показание и регистрация на МЩУ);
- <a id="p100290"></a>расход пара на хозяйство жидкого топлива (показание и регистрация на МЩУ);
- <a id="p100291"></a>расход конденсата от топливного хозяйства на конденсатоочистку (показание и регистрация на МЩУ);
- <a id="p100292"></a>уровень жидкого топлива в каждом резервуаре склада жидкого топлива (показание и сигнализация на МЩУ отклонений от заданных верхнего и нижнего значений);
- <a id="p100293"></a>уровень жидкого топлива в приемной емкости (показание и сигнализация отклонений от допустимых значений верхнего и нижнего уровня на МЩУ);
- <a id="p100294"></a>вязкость жидкого топлива, подаваемого к камере сгорания (показание, регистрация и сигнализация на МЩУ отклонений от заданных верхнего и нижнего значений), после освоения приборов промышленностью.
<a id="p100295"></a>11.5. В составе системы ввода присадок должна выполняться автономная подсистема контроля и управления, выполняющая функции, перечисленные в [пункте 8.11](#p100204). Щитовые устройства, необходимые для подсистемы, должны размещаться на МЩУ хозяйства жидкого топлива или по месту, в зависимости от решений по [п. 8.12](#p100211).
<a id="p100296"></a>11.6. В составе системы промывки топлива водой и удаления продуктов промывки должна выполняться автономная подсистема контроля и управления, выполняющая функции, перечисленные в [пунктах 9.11](#p100234) и [9.12](#p100242). Щитовые устройства, необходимые для подсистемы, должны размещаться на МЩУ хозяйства жидкого топлива.
<a id="p100297"></a>11.7. Для обеспечения безопасности должен быть предусмотрен контроль довзрывоопасных концентраций паров жидкого топлива в помещении насосной, в помещении насосного отделения ПСУ, в арматурных помещениях резервуаров жидкого топлива.
<a id="p100298"></a>Контроль должен осуществляться стационарными газоанализаторами с выводом показаний на МЩУ, светозвуковой сигнализации достижения опасной концентрации (10% НКПРП) на МЩУ, звуковой сигнализации у входа в насосную.
<a id="p100299"></a>11.8. Обобщенный аварийный сигнал "неисправность в топливной насосной" формируется сигналами технологической сигнализации по отклонению параметров, достижению концентрации паров жидкого топлива в контролируемых помещениях, отключению питания (щитов управления, запорно-регулирующей арматуры, вращающихся механизмов), аварийному отключению механизмов.

#### <a id="p100300"></a>11.9 В хозяйстве жидкого топлива следует предусматривать автоматическое:

- <a id="p100301"></a>регулирование температуры жидкого топлива после подогревателей;
- <a id="p100302"></a>регулирование уровня конденсата в подогревателях (при необходимости);
- <a id="p100303"></a>закрытие электрифицированной арматуры на трубопроводе подачи жидкого топлива в каждый резервуар при превышении заданного значения уровня;
- <a id="p100304"></a>включение резервного погружного насоса при увеличении уровня в приемной емкости выше заданного и его отключение при снижении до установленного минимального значения;
- <a id="p100305"></a>отключение рабочего погружного насоса по установленному минимальному уровню в приемной емкости;
- <a id="p100306"></a>включение резервных насосов по АВР;
- <a id="p100307"></a>включение и отключение дренажных насосов по уровню;
- <a id="p100308"></a>включение аварийной вентиляции при содержании взрывоопасных паров в воздухе помещений на уровне 10% НКПРП;
- <a id="p100309"></a>отключение устройств вентиляции и кондиционирования при пожаре.
<a id="p100310"></a>11.10. На ЦЩУ (ГЩУ) выводится светозвуковой сигнал "пожар в топливной насосной", который формируется системой пожаротушения или нажатием кнопки "пожар" на МЩУ.


### 12. <a id="p100311"></a>Электроснабжение, электрооборудование, молниезащита, заземление


<a id="p100312"></a>12.1. Электроприемники насосных для перекачки жидкого топлива к ГТУ относятся к первой категории надежности электроснабжения.
<a id="p100313"></a>12.2. Выбор взрывозащищенного электрического и механического оборудования должен производиться исходя из того, что по классификации ГОСТ 12.1.011-78* смесь паров ЛВЖ с воздухом относится к взрывоопасной смеси ПА-Т3.
<a id="p100314"></a>12.3. В соответствии с "Правилами устройства электроустановок" (ПУЭ) помещения, в которых расположено оборудование закрытых насосных для перекачки жидкого топлива к ГТУ и могут иметь место выделения паров ЛВЖ, относятся к взрывоопасным зонам В-Iа, пространство у наружных установок и открытых топливных насосных с возможным содержанием паров ЛВЖ - к зоне класса В-Iг.
<a id="p100315"></a>Эстакады и опоры трубопроводов для перекачки жидкого топлива не относятся к взрывоопасным, за исключением зоны в пределах 3 м по горизонтали и вертикали от запорной арматуры и фланцевых соединений трубопроводов.
<a id="p100316"></a>12.4. Электрооборудование, особенно с частями, искрящими при нормальной работе, должно выноситься за пределы взрывоопасных зон.
<a id="p100317"></a>Во взрывоопасных зонах должны устанавливаться электрические машины, искрящие аппараты и приборы в исполнении "повышенной надежности против взрыва", неискрящие аппараты и приборы - без степени защиты.
<a id="p100318"></a>Степень защиты оболочки не ниже IP54.
<a id="p100319"></a>Электрооборудование монтажных и ремонтных кранов и талей, находящихся во взрывоопасных зонах, должно иметь следующие степени защиты оболочек:
- <a id="p100320"></a>в зоне В-Iа - не менее IP33;
- <a id="p100321"></a>в зоне В-Iг - не менее IP44.
<a id="p100322"></a>12.5. Стационарные светильники, устанавливаемые в зонах В-Iа и В-Iг, должны иметь исполнение "повышенной надежности против взрыва". Переносные светильники в зоне В-Iа должны быть взрывобезопасными, а в зоне В-Iг - "повышенной надежности против взрыва".
<a id="p100323"></a>12.6. Во взрывоопасных зонах В-Iа должны применяться провода и кабели с медными жилами. Во взрывоопасных зонах В-Iг допускается применение проводов и кабелей с алюминиевыми жилами.
<a id="p100324"></a>Применение шинопроводов во взрывоопасных зонах В-Iг запрещается. Во взрывоопасных зонах В-Iа могут применяться шинопроводы с медными изолированными шинами, защищенные металлическим кожухом со степенью защиты не ниже IP31.
<a id="p100325"></a>Прокладка транзитных силовых и контрольных кабелей во взрывоопасных зонах В-Iа, В-Iг запрещается.
<a id="p100326"></a>12.7. Зануление (заземление) электрооборудования установок переменного и постоянного тока должно выполняться в соответствии с ПУЭ.
<a id="p100327"></a>Сливные устройства эстакад, железнодорожные пути и трубопроводы в пределах сливных эстакад должны быть присоединены к контуру заземления не менее чем в двух точках.
<a id="p100328"></a>Рельсы железнодорожных путей в пределах фронта слива должны соединяться между собой токопроводящими перемычками.
<a id="p100329"></a>12.8. Устройство молниезащиты насосных для перекачки жидкого топлива, резервуаров хранения топлива и ПСУ должно соответствовать требованиям инструкции РД 34.21.122-87, согласно которой здания, сооружения и наружные установки, находящиеся в зонах классов В-Iа и В-Iг, относятся ко II категории молниезащиты.
<a id="p100330"></a>Для таких зданий и сооружений должна быть предусмотрена защита от прямых ударов молнии, вторичных ее проявлений и заноса высокого потенциала.
<a id="p100331"></a>Защита от статического электричества должна выполняться в соответствии с РД 34.21.122-87.
<a id="p100332"></a>12.9. Стальные резервуары должны быть присоединены к заземляющему устройству при помощи отдельного ответвления независимо от заземления конструкций и коммуникаций, соединенных с ними.
<a id="p100333"></a>Сопротивление заземляющего устройства, предназначенного для отвода зарядов статического электричества, должно соответствовать действующим нормам.
<a id="p100334"></a>При использовании заземляющего устройства одновременно для молниезащиты, защиты от статического электричества, электромагнитной индукции и заноса высоких потенциалов общее сопротивление растеканию тока заземляющего устройства не должно превышать 10 Ом.
<a id="p100335"></a>12.10. Открытые насосные и склады должны иметь наружное электроосвещение. Светильники должны быть размещены либо на специально предусмотренных опорах, либо на опорах молниеприемников. Управление освещением следует предусматривать ручным с распредщита, расположенного в здании или в одном из укрытий (контейнеров, боксов и др.) насосных.


### 13. <a id="p100336"></a>Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха


<a id="p100337"></a>13.1. Отопление и вентиляцию помещений хозяйства жидкого топлива ТЭС с ГТУ и ПГУ следует проектировать в соответствии с требованиями СНиП 2.04.05-91*, ПУЭ, с учетом норм ВСН 21-77 "Инструкции по проектированию отопления и вентиляции нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий".
<a id="p100338"></a>13.2. Метеорологические условия в помещениях с постоянными рабочими местами (температура, относительная влажность, скорость движения воздуха) следует принимать в соответствии со СНиП 2.04.05-91* и ГОСТ 12.1.005-88.
<a id="p100339"></a>13.3. Температура воздуха в производственных помещениях, где располагается технологическое оборудование, с временным пребыванием обслуживающего персонала должна быть:
- <a id="p100340"></a>в холодный период года - не ниже минимального значения, указанного в паспортах завода-изготовителя, но не ниже:
- <a id="p100341"></a>5 °С при пребывании работающих не более 15 минут;
- <a id="p100342"></a>10 °С при пребывании работающих не более 2 часов.
- <a id="p100343"></a>в теплый период года - не выше максимального значения, указанного в паспорте завода-изготовителя, при этом не более 40 °С при пребывании работающих не более 15 минут.
<a id="p100344"></a>13.4. В помещениях объемом более 300 куб. м с производством категории Б следует предусматривать воздушное отопление, совмещенное с приточной вентиляцией, без рециркуляции воздуха.
<a id="p100345"></a>Допускается предусматривать водяное отопление с использованием местных нагревательных приборов при соблюдении следующих условий:
- <a id="p100346"></a>объем помещений не более 300 куб. м;
- <a id="p100347"></a>в помещении отсутствуют пары, газы, жидкости или пыль, способные при взаимодействии с водой или водяными парами образовывать взрывоопасные смеси;
- <a id="p100348"></a>помещения с производствами категорий В, Г, Д.
<a id="p100349"></a>13.5. В помещениях категории Б отопление газовыми или электрическими приборами не допускается.
<a id="p100350"></a>13.6. В помещениях категории Б прокладка трубопроводов системы отопления под полом не допускается. Прокладку указанных трубопроводов у дверей и ворот следует предусматривать в каналах, засыпанных полностью песком и перекрытых съемными плитами.

#### <a id="p100351"></a>13.7 Узел ввода теплоносителя следует располагать:

- <a id="p100352"></a>в помещениях для оборудования систем приточной вентиляции;
- <a id="p100353"></a>в самостоятельном помещении с отдельным входом в него снаружи или из помещений с производствами категорий В, Г, Д.
<a id="p100354"></a>13.8. В качестве теплоносителя для систем отопления и вентиляции следует принимать воду с параметрами 130 - 70 °С.
<a id="p100355"></a>13.9. Все помещения хозяйства жидкого топлива должны быть оборудованы системами приточно-вытяжной вентиляции, которые обеспечивают в помещениях допустимые метеорологические условия, взрывопожаробезопасность воздушной среды, а также предельно допустимые концентрации выделяющихся вредных веществ.
<a id="p100356"></a>Необходимый воздухообмен для обеспечения требуемых параметров воздушной среды в помещениях следует определять расчетом по количеству выделений газов, паров, тепла и влаги.
<a id="p100357"></a>13.10. Количество выделяющихся вредных веществ определяется по данным технологической части проекта.
<a id="p100358"></a>При отсутствии таких данных следует использовать данные натурных обследований аналогичных действующих производств. Для производств, по которым нет аналогов, допускается выполнять расчет по кратности воздухообмена при отсутствии сернистых соединений - 5 крат в час.
<a id="p100359"></a>13.11. Системы вытяжной общеобменной вентиляции производственных помещений категории Б следует предусматривать из нижней зоны с механическим побуждением и резервным вентилятором, а также из верхней зоны с естественным побуждением в количестве не менее 1-кратного воздухообмена в час.
<a id="p100360"></a>13.12. Удаление воздуха следует предусматривать в количестве 2/3 от объема принятого воздухообмена из нижней зоны и 1/3 из верхней зоны.
<a id="p100361"></a>13.13. Низ приемных отверстий при удалении воздуха из нижней зоны следует размещать не выше 0,3 м от пола.
<a id="p100362"></a>13.14. Подачу приточного воздуха в помещения с выделением тепла, влаги, газов и паров следует осуществлять, как правило, в рабочую зону рассредоточено.
<a id="p100363"></a>13.15. В теплый период года допускается естественный приток воздуха через открывающиеся фрамуги окон.
<a id="p100364"></a>13.16. В местах возможных вредных паро- и газовыделений (сальники насосов), которые невозможно оборудовать местными отсосами, следует предусматривать вытяжные насадки общеобменной вентиляции, выполняемые в виде приближенных отсосов.
<a id="p100365"></a>13.17. Расход воздуха для аварийной вентиляции следует предусматривать по данным технологической части проекта.
<a id="p100366"></a>При отсутствии указаний технологов о необходимом расходе воздуха аварийной вентиляции с механическим побуждением допускается ее производительность принимать не менее 8-кратного воздухообмена в час при высоте помещения не более 6 м, а в помещении высотой более 6 м аварийная вентиляция должна обеспечивать удаление воздуха не менее 50 куб. м/ч на 1 кв. м площади пола помещения.
<a id="p100367"></a>В помещениях насосных производительность аварийной вентиляции следует принимать в дополнение к воздухообмену, создаваемому основными системами.
<a id="p100368"></a>13.18. Для приямков и каналов глубиной более 0,5 м, расположенных в помещениях категории Б, следует предусматривать постоянно действующую вентиляцию с механическим побуждением. Для приямков, не требующих регулярного обслуживания, допускается предусматривать только приточную вентиляцию.
<a id="p100369"></a>13.19. В электротехнических помещениях следует проектировать приточно-вытяжную вентиляцию в соответствии с ПУЭ, а также с учетом РТМ ТЭП-ТХ.ОВ-05.
<a id="p100370"></a>В помещении местного щита управления следует предусматривать кондиционирование воздуха для обеспечения нормируемой чистоты воздуха и метеорологических условий второго или третьего класса, в зависимости от технологических требований.

#### <a id="p100371"></a>13.20 При проектировании управления и автоматизации систем вентиляции следует предусматривать:

- <a id="p100372"></a>автоматическое включение аварийной вентиляции по сигналу газоанализаторов, срабатывающих при содержании взрывоопасных паров в воздухе помещений на уровне 10% НКПРП, а также местное ручное включение и выключение у основного входа в помещение. Газоанализаторы должны быть снабжены световой и звуковой сигнализацией;
- <a id="p100373"></a>дистанционное (кроме местного) включение и выключение систем вентиляции, установленных на кровле, а также периодического действия, если кнопка местного управления удалена от рабочих мест обслуживающего персонала;
- <a id="p100374"></a>сигнализацию о работе всех систем вентиляции на МЩУ или в помещении с постоянным пребыванием людей.
<a id="p100375"></a>13.21. Для воздуховодов, оборудования, трубопроводов систем отопления и вентиляции помещений категории Б следует предусматривать защиту от статического электричества согласно "Правилам защиты от статического электричества в производствах химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности".


### 14. <a id="p100376"></a>Требования к обеспечению взрывопожаробезопасности


<a id="p100377"></a>14.1. Насосные жидкого топлива по взрывопожароопасности относятся к категории производства Б и размещаются в закрытых помещениях или под навесом. Степень огнестойкости здания должна быть не ниже IIIа с нулевым пределом распространения огня по строительным конструкциям. Помещения ГТУ относятся к категории производства Г.
<a id="p100378"></a>14.2. Над помещениями топливной насосной с категорией производства Б размещение других помещений не допускается.
<a id="p100379"></a>Конструкция кровли и площадок помещений насосной с категорией производства Б должна исключать возможность образования непроветриваемых пространств.
<a id="p100380"></a>В помещениях насосных с категорией производства Б не допускается устройство подвалов, тоннелей, незасыпанных траншей, подземных каналов, могущих служить местом скопления взрывоопасных паров, а также приямков без вентиляции.
<a id="p100381"></a>14.3. Объемно-планировочные решения насосной жидкого топлива и блокировку со вспомогательными помещениями (санитарно-бытовыми, подсобно-производственными и др.) следует выполнять в соответствии с действующими нормативными документами.
<a id="p100382"></a>14.4. Выходы из помещений насосной жидкого топлива с категорией производства Б и помещений с категорией производства В, Г, Д должны быть раздельными. Количество выходов из помещений насосной должно быть не менее двух.
<a id="p100383"></a>Допускается выполнять один из выходов из помещения категории Б в помещения категорий В, Г, Д через тамбур-шлюзы с постоянным подпором воздуха в соответствии со СНиП 2.04.05-91*.
<a id="p100384"></a>14.5. Стены и перегородки, отделяющие помещения насосной с категорией производства Б от помещений с другими категориями, а также от лестничных клеток, коридоров, подсобно-производственных помещений, должны быть пылегазонепроницаемыми.
<a id="p100385"></a>14.6. Двери, ведущие из производственных помещений в тамбур-шлюз, должны открываться в направлении выхода из помещений насосной в помещение с меньшей пожарной опасностью.
<a id="p100386"></a>14.7. Для взрывоопасных помещений топливных насосных должно быть предусмотрено устройство легкосбрасываемых ограждающих конструкций (п. 2.42 СНиП 2.09.02-85).
<a id="p100387"></a>14.8. Над насосами перекачки топлива на ПСУ допускается устройство легкого навеса с несгораемым сетчатым ограждением по всему периметру установки насосов, с несгораемой открывающейся наружу дверью. Такое помещение не категорируется.
<a id="p100388"></a>14.9. Электрооборудование топливных насосных должно быть во взрывозащищенном исполнении. Исполнение электроприводов арматуры следует принимать согласно требованиям ПУЭ в зависимости от зоны размещения.
<a id="p100389"></a>14.10. Для контроля загазованности внутри взрывоопасных помещений топливной насосной и на территории склада топлива и сливных эстакад следует устанавливать газоанализаторы НКПРП и предусматривать светозвуковую сигнализацию, оповещающую о наличии опасных концентраций взрывоопасных смесей.
<a id="p100390"></a>При оборудовании топливных насосных аварийной вытяжной вентиляцией газоанализаторы НКПРП должны быть сблокированы с пуском аварийной вентиляции.
<a id="p100391"></a>14.11. Отбор проб контролируемого воздуха и установку датчиков газоанализаторов следует предусматривать в местах наиболее вероятного выделения и скопления газов и паров в зависимости от их свойств, количества, а также с учетом конструктивных особенностей оборудования и строительной части помещений насосных согласно ТУ-газ-86.
<a id="p100392"></a>Материал пробоотборных устройств и газоподводящих линий должен обладать коррозионной устойчивостью к воздействию анализируемой и окружающей среды.
<a id="p100393"></a>14.12. Трубопроводы с легковоспламеняющимися видами топлива должны быть надземными или наземными на несгораемых опорах и эстакадах. Предел огнестойкости колонн эстакад должен быть не менее 1 часа.
<a id="p100394"></a>Не допускается прокладка трубопроводов с легковоспламеняющейся жидкостью через бытовые, административные и электротехнические помещения, вентиляционные камеры.
<a id="p100395"></a>При совместной прокладке на одной эстакаде технологических трубопроводов и кабелей они должны быть разделены противопожарной преградой с пределом огнестойкости не менее 0,75 часа. При расстоянии между кабелями и трубопроводами в свету более 1 м противопожарная преграда не требуется.
<a id="p100396"></a>14.13. Компоновка генерального плана территории склада жидкого топлива для ГТУ и ПГУ ТЭС должна выполняться согласно требованиям СНиП 2.11.03-93. При размещении топливного хозяйства на территории промплощадки ТЭС следует руководствоваться требованиями СНиП II-58-75 и СНиП II-89-80*.
<a id="p100397"></a>14.14. При проектировании пересечения эстакад различного назначения с дорогами топливного хозяйства следует предусматривать под ними возможность свободного проезда пожарной и другой необходимой автотехники. Высота проезда должна быть не менее 5 м.
<a id="p100398"></a>14.15. На территории топливного хозяйства следует предусматривать, как правило, прокладку сети объединенного производственно-противопожарного водопровода, обеспечивающего подачу воды на пожаротушение и охлаждение резервуаров, а также на производственные нужды.
<a id="p100399"></a>Сети производственно-противопожарного водопровода следует предусматривать из стальных труб.
<a id="p100400"></a>14.16. Проектирование дорог и проездов по обвалованиям резервуаров, а также устройство переездов через них для пожарной техники не допускается.
<a id="p100401"></a>14.17. Размещение пожарных гидрантов для тушения пожара и охлаждения резервуаров следует предусматривать на расстоянии не более 100 м один от другого.
<a id="p100402"></a>14.18. Устройство сетей производственно-противопожарного водопровода, стационарных автоматических установок пожаротушения, колец орошения резервуаров, расходы воды и пенообразователя на пожаротушение и охлаждение резервуаров топливного хозяйства следует предусматривать согласно требованиям СНиП 2.11.03-93, СНиП 2.04.02-84, СНиП 2.04.09-84 и ВСН 34.72.091-91.
<a id="p100403"></a>14.19. В качестве основного огнетушащего состава для пожаротушения резервуаров топливного хозяйства следует предусматривать воздушно-механическую пену.
<a id="p100404"></a>Состав автоматических установок пенного пожаротушения (АУГГП) топливных резервуаров и требования к ним следует принимать в соответствии со СНиП 2.04.09-84, СНиП 2.11.03-93 и ВСН 34.72.091-91.
<a id="p100405"></a>14.20. Систему управления автоматическими установками пенного пожаротушения (АУПГГ) следует выполнять в соответствии с ВСН 34.72.091-91.
<a id="p100406"></a>14.21. Пожаротушение топливной насосной следует предусматривать водой от внутренних пожарных кранов и наружных гидрантов.
<a id="p100407"></a>14.22. Для обнаружения и тушения возгораний в кабельных сооружениях (этажах, тоннелях) топливного хозяйства следует предусматривать автоматические установки водяного пожаротушения (АУВП) и установки автоматической пожарной сигнализации (АПС), разрабатываемые по СНиП 2.04.09-84.
<a id="p100408"></a>14.23. Пожаротушение и пожарную сигнализацию сливных эстакад и причалов разгрузки жидкого топлива следует выполнять согласно требованиям СНиП 2.11.03-93.
<a id="p100409"></a>14.24. Помещения насосной жидкого топлива должны оборудоваться установками автоматической пожарной сигнализации с выдачей сигнала на МЩУ насосной.
<a id="p100410"></a>14.25. Общий сигнал "пожар в хозяйстве жидкого топлива" формируется на МЩУ насосной и выдается на ЦЩУ (ГЩУ).


### 15. <a id="p100411"></a>Охрана окружающей среды


<a id="p100412"></a>15.1. Размер санитарно-защитной зоны (СЗЗ) хозяйства жидкого топлива в случае расположения его вне пределов СЗЗ ТЭС следует определять по [СанПиН 2.1.1.5/2.1.1.567-96](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-41-goskomsanepidnadzor-rossii) "Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов".
<a id="p100413"></a>15.2. Расчеты санитарно-защитной зоны (СЗЗ) и предельно допустимых выбросов (ПДВ) следует проводить по методике ОНД-86.
<a id="p100414"></a>Данные об источниках выбросов могут быть представлены в двух вариантах:
- <a id="p100415"></a>высота и диаметр устья выброса, скорость, объем и температура выходящей среды;
- <a id="p100416"></a>максимальная концентрация загрязнителя воздуха, расстояние от источника до точки с максимальной концентрацией и скорость ветра, при которой достигается максимальная концентрация.
<a id="p100417"></a>15.3. Необходимые для расчетов данные о предельно допустимых концентрациях (ПДК) или ориентировочных безопасных уровнях воздействия (ОБУВ) основных загрязнителей атмосферного воздуха, содержащихся в нерегулируемых выбросах ГТУ, ПТУ и хозяйства жидкого топлива, следует принимать по "Перечню и кодам веществ, загрязняющих атмосферный воздух", утвержденному 18.09.92 заместителем Министра экологии и природных ресурсов.
<a id="p100418"></a>15.4. Результаты расчетов (приземные концентрации в расчетных точках в мг/куб. м и в долях ПДК, а также карты изолиний концентраций вредных веществ на местности) являются одним из оснований для назначения СЗЗ.
<a id="p100419"></a>15.5. С целью недопущения попадания нефтепродуктов в почву и на прилегающую территорию приемно-сливные устройства, склады нефтепродуктов, открытые площадки размещения технологического оборудования должны иметь твердое покрытие, а также лотки или приямки для сбора протечек нефтепродуктов и ливневых вод с последующей откачкой их на очистные сооружения.
<a id="p100420"></a>15.6. Технологическая схема очистки сбросов, содержащих нефтепродукты, должна выполняться в соответствии с нормами технологического проектирования электростанций с газотурбинными и парогазовыми установками.
<a id="p100421"></a>15.7. Отходы после очистных сооружений для сбросов, содержащих нефтепродукты, при отсутствии на станции мазутного или угольного хозяйства подлежат вывозу на соседние промышленные предприятия для сжигания.





<div align="right">

<a id="p100422"></a>Приложение 1<br>
(справочное)

</div>


<div align="center">

<a id="p100423"></a>**ПЕРЕЧЕНЬ ДОКУМЕНТОВ**

</div>


1. <a id="p100424"></a>ГОСТ 305-82*             Топливо дизельное. Технические условия.
2. <a id="p100425"></a>ГОСТ 10433-75* Топливо нефтяное для газотурбинных установок.
3. <a id="p100426"></a>ГОСТ 12.1.005-88         Общие санитарно-гигиенические требования к
                            воздуху рабочей зоны.
4. <a id="p100427"></a>ГОСТ 12.1.011-78*        Смеси взрывоопасные.
5. <a id="p100428"></a>ГОСТ 14254-80*           Изделия электротехнические. Оболочки. Степени
                            защиты. Обозначения. Методы испытания.
6. <a id="p100429"></a>ГОСТ 15150-69*           Машины, приборы и другие технические изделия.
                            Исполнения для различных климатических районов.
                            Категории условия эксплуатации, хранения и
                            транспортирования в части воздействия
                            климатических факторов внешней среды.
7. <a id="p100430"></a>ГОСТ 15543-89            Изделия электротехнические. Общие требования в
                            части стойкости к климатическим внешним
                            воздействующим факторам.
8. <a id="p100431"></a>ГОСТ 12.4.021-75         Системы вентиляции. Общие требования.
9. <a id="p100432"></a>ГОСТ 29328-92            Установки газотурбинные для привода
                            турбогенераторов. Общие технические условия.
10. <a id="p100433"></a>ГОСТ 17433-80*          Промышленная чистота. Сжатый воздух. Классы
                            загрязненности.
11. <a id="p100434"></a>ГОСТ 12.1.030-81        Электробезопасность. Защитное заземление,
                            зануление.
12. <a id="p100435"></a>ГОСТ 12.2.007.0-75*     Изделия электротехнические. Общие требования
                            безопасности.
13. <a id="p100436"></a>ГОСТ 21130-75           Изделия электротехнические. Зажимы заземляющие
                            и знаки заземления.
14. <a id="p100437"></a>ГОСТ 14202-69           Трубопроводы промышленных предприятий.
                            Опознавательная окраска, предупреждающие знаки
                            и маркировочные щитки.
15. <a id="p100438"></a>ГОСТ 9544-93            Арматура трубопроводная запорная.
16. <a id="p100439"></a>ГОСТ 2517-85            Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб.
17. <a id="p100440"></a>СНиП 2.11.03-93         Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные
                            нормы.
18. <a id="p100441"></a>СНиП II-89-80*          Генеральные планы промышленных предприятий.
19. <a id="p100442"></a>СНиП 2.04.02-84         Водоснабжение. Наружные сети и сооружения.
20. <a id="p100443"></a>СНиП 2.04.09-84         Пожарная автоматика зданий и сооружений.
21. <a id="p100444"></a>СНиП 2.01.02-85*        Противопожарные нормы.
22. <a id="p100445"></a>СНиП 2.03.13-88         Полы.
23. <a id="p100446"></a>СНиП 2.04.05-91*        Отопление, вентиляция и кондиционирование.
24. <a id="p100447"></a>СНиП II-58-75           Электростанции тепловые.
25. <a id="p100448"></a>СНиП 2.09.03-85         Сооружения промышленных предприятий.
26. <a id="p100449"></a>СНиП 2.01.01-82         Строительная климатология и геофизика.
27. <a id="p100450"></a>СНиП 2.09.02-85         Производственные здания.
28. <a id="p100451"></a>СНиП 2.04.14-88         Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов.
29. <a id="p100452"></a>СНиП 2.04.12-86         Расчеты на прочность стальных трубопроводов.
30. <a id="p100453"></a>СНиП 2.05.06-85         Магистральные трубопроводы.
31. <a id="p100454"></a>СНиП II-7-81*           Строительство в сейсмических районах.
32. <a id="p100455"></a>СНиП II-12-77           Защита от шума.
33. <a id="p100456"></a>РД 34.49.101-87         Инструкция по проектированию противопожарной
                            защиты энергетических предприятий.
34. <a id="p100457"></a>РД 34.03.355-90         Инструкция по обеспечению взрывобезопасности
                            при проектировании и эксплуатации
                            энергетических газовых турбинных установок.
                            М., СПО ОРГРЭС, 1991.
35. <a id="p100458"></a>РД 34.21.122-87         Инструкция по устройству молниезащиты зданий и
                            сооружений. М., 1989.
36. <a id="p100459"></a>РД 34.35.101-88         Методические указания по объему технологических
                            измерений, сигнализации и автоматического
                            регулирования на тепловых электростанциях.
37. <a id="p100460"></a>РД 50-213-80            Правила измерения расхода газов и жидкостей
                            стандартными сужающими устройствами. М.,
                            Издательство стандартов, 1982.
38. <a id="p100461"></a>РД БТ-39-0147171-003-88 Требования к установке датчиков стационарных
    ТУ-Газнефть             газоанализаторов в производственных помещениях
<a id="p100462"></a>                            и на наружных площадках предприятий нефтяной и
                            газовой промышленности. Баку, 1988.
39. <a id="p100463"></a>ВНТП-81                 Нормы технологического проектирования тепловых
                            электрических станций. М., Минэнерго СССР,
                            1981.
40. <a id="p100464"></a>ПУЭ-85                  Правила устройства электроустановок. Изд. 6-е,
                            перераб. и дополн. М., Энергоатомиздат, 1985.
41. <a id="p100465"></a>[НПБ-105-95](https://bukva.ai/docs/prikaz-32-1995-mvd-rossii-ministerstvo#p100013) Определение категорий помещений по
                            взрывопожарной и пожарной опасности.
                            М., МВД РФ, 1995.
42. <a id="p100466"></a>8002 ТМ-Т1              Перечень помещений и зданий энергетических
                            объектов Минэнерго СССР с указанием категорий
                            по взрывопожарной и пожарной опасности. М.,
                            Минэнерго СССР, 1989.
43. <a id="p100467"></a>ВСН 34.72.091-91        Нормы проектирования автоматических установок
                            пенного пожаротушения резервуаров с
                            нефтепродуктами.
44. <a id="p100468"></a>ВСН 47-85               Нормы проектирования автоматических установок
                            водяного пожаротушения кабельных сооружений.
45. <a id="p100469"></a>ВСН 21-77 Инструкция по проектированию отопления и
                            вентиляции нефтеперерабатывающих и
                            нефтехимических предприятий. М.,
                            Миннефтехимпром СССР, 1977.
46. <a id="p100470"></a>РТМ ТЭП-ТХ.ОВ-05        Руководящий технический материал. Отопление и
    Отраслевая УТПД         вентиляция кабельных тоннелей и помещений
                            электрических устройств. Типовые решения по
                            проектированию. М., ТЭП, 1990.
47. <a id="p100471"></a>СН 527-80               Инструкция по проектированию технологических
                            стальных трубопроводов Р  до 10 МПа.
                                                    у
48. <a id="p100472"></a>ОНД-86 Методика расчета концентраций в атмосферном
                            воздухе вредных веществ, содержащихся в
                            выбросах предприятий. Л., Госкомгидромет,
                            1986.
49. <a id="p100473"></a>[СанПиН](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-41-goskomsanepidnadzor-rossii) Санитарно-защитные зоны и санитарная
    2.1.1.5/2.1.1.567-96    классификация предприятий, сооружений и
                            иных объектов.
50. <a id="p100474"></a>ТУ-газ-86               Требования к установке сигнализаторов и
                            газоанализаторов. М., Миннефтехимпром СССР,
                            1986.
51.                         <a id="p100475"></a>Перечень и коды веществ, загрязняющих
                            атмосферный воздух. С.-Пб., Фирма "Интеграл",
                            Минприроды РФ, 1995.
52.                         <a id="p100476"></a>Правила безопасности в нефтяной и газовой
                            промышленности. М., НПО ОБТ, 1992.
53.                         <a id="p100477"></a>Правила защиты от статического электричества в
                            производствах химической, нефтехимической и
                            нефтеперерабатывающей промышленности.





<div align="right">

<a id="p100478"></a>Приложение 2<br>
(справочное)

</div>


<div align="center">

<a id="p100479"></a>**ПЕРЕЧЕНЬ**<br>
**ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ**

</div>


<a id="p100480"></a>АВР         Автоматический ввод резерва
<a id="p100481"></a>АПС         Автоматическая пожарная сигнализация
<a id="p100482"></a>АУВП        Автоматическая установка водяного пожаротушения
<a id="p100483"></a>АУПП        Автоматическая установка пенного пожаротушения
<a id="p100484"></a>ВЗИ         Взрывозащищенное исполнение
<a id="p100485"></a>ГЖ          Горючая жидкость
<a id="p100486"></a>ГТУ         Газотурбинная установка
<a id="p100487"></a>ГЩУ         Главный щит управления
<a id="p100488"></a>ЛВЖ         Легковоспламеняющаяся жидкость
<a id="p100489"></a>МЩУ         Местный щит управления
<a id="p100490"></a>НКПРП       Нижний концентрационный предел распространения пламени
<a id="p100491"></a>ОБУВ        Ориентировочный безопасный уровень воздействия
<a id="p100492"></a>ПГУ         Парогазовая установка
<a id="p100493"></a>ПДВ         Предельно допустимый выброс
<a id="p100494"></a>ПДК         Предельно допустимая концентрация
<a id="p100495"></a>ПСУ         Приемно-сливное устройство
<a id="p100496"></a>РУ          Руководящие указания
<a id="p100497"></a>РУСН        Распредустройство собственных нужд
<a id="p100498"></a>СЗЗ         Санитарно-защитная зона
<a id="p100499"></a>ТЗ          Техническое задание
<a id="p100500"></a>ТУ          Технические условия
<a id="p100501"></a>ТЭС         Тепловая электрическая станция
<a id="p100502"></a>УЗК         Ультразвуковой контроль
<a id="p100503"></a>ЦЩУ         Центральный щит управления
<a id="p100504"></a>ЭЛОУ        Электростатическая обессоливающая установка



<a id="p100505"></a>

---